Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «КЗПВ» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной энергии потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ЗАО «КЗПВ», а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, 2х-уровневую систему.
АИИС КУЭ установлена для коммерческого учета электрической энергии в ЗАО «КЗПВ».
1-й уровень включает в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа СЭТ-4ТМ.02.2; вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-4.
2-й уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс АИИС КУЭ, созданный на основе сервера сбора данных (далее - сервер СД) и сервера базы данных (далее - сервер БД), устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника, автоматизированные рабочие места операторов (далее - АРМ), технические средства приема-передачи данных и программное обеспечение (далее - ПО).
Измерительные каналы (далее - ИК) АИИС КУЭ включают в себя 1-й и 2-й уровни АИИС КУЭ ЗАО «КЗПВ».
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков с помощью проводных линий связи поступает на сервер опроса. Далее, по запросу сервера БД, сервер опроса передает запрашиваемую информацию в сервер БД. Информация в сервере БД формируется в архивы и записывается на жесткий диск. Оба сервера подключаются к коммуникатору сети Ethernet. На верхнем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.
Программное обеспечение (ПО) АИИС КУЭ на базе программного комплекса (ПК) «Энергосфера», версия 6.4 функционирует на нескольких уровнях:
• программное обеспечение счетчика;
• программное обеспечение АРМ;
• программное обеспечение сервера БД.
ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчиков электроэнергии, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными системами. ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени, включающей в себя GPS - приемник, принимающий сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS) и установленный на уровне ИВК. Часы сервера АИИС КУЭ синхронизированы со временем GPS - приемника, корректировка часов севера АИИС КУЭ выполняется при расхождении часов сервера и GPS - приемника на ±1 с. Сверка показаний часов счетчиков АИИС КУЭ с часами сервера происходит при каждом опросе, при расхождении часов счетчиков с часами сервера на ±2 с выполняется их корректировка, но не чаще чем раз в сутки. Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программный комплекс (ПК) «Энергосфера» версии 6.4, в состав которого входят программы указанные в таблице 1. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера».
_______Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения (ПО)___________
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| ПК «Энергосфера» | 6.4 | | - |
| Анализатор 485 | Spy485.exe | 6.4 | 792fc10e74dfc2f1fd7 b8f4954960c96 | MD5 |
| АРМ Энергосфера | ControlAge.exe | 6.4 | 481cbaafc6884e42ef 125e346d8ebabc | MD5 |
| Архив | Archive.exe | 6.4 | 0d8d84386c574dc1e 99906da60ef355a | MD5 |
| Импорт из Excel | Dts.exe | 6.4 | 74a349a5101dddd64 a8aab4dfeb60b88 | MD5 |
| Инсталлятор | Install.exe | 6.4 | d80a7b739e6c738bc 57fd1d4ac42483e | MD5 |
| Консоль администратора | Adcenter.exe | 6.4 | 701557ecf47c27d841 6a1fcfedfa13ae | MD5 |
| Локальный АРМ | ControlAge.exe | 6.4 | 42622787a0c975903 2422c613bde8068 | MD5 |
| Менеджер программ | SmartRun.exe | 6.4 | 109d78b66ce47a697 207035d46ab9987 | MD5 |
| Редактор расчетных схем | AdmTool.exe | 6.4 | 94f572617eadab4f7f c8d4feb71b7fa2 | MD5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Ручной ввод | HandInput.exe | 6.4 | ab6cf0fb6b01 aa43 ef de930d3e26779e | MD5 |
| Сервер опроса | PSO.exe | 6.4 | 38b24819c3a5d0507 8b4ab7aaad0e723 | MD5 |
| Центр импор-та/экспорта | expimp.exe | 6.4 | adcbfb6041e2059fb0 f4b44c9fc880ca | MD5 |
| Электроколлектор | ECollect.exe | 6.4 | fd3ae9a9180d99d472 127ff61c992e31 | MD5 |
Комплекс программно-технический измерительный «ЭКОМ», включающий в себя программный комплекс (ПК) «Энергосфера», внесен в Госреестр № 19542-05.
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4 нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав 1-го уровня измерительных каналов (ИК) приведен в табл. 2, метрологические характеристики ИК в табл. 3 - 4 Таблица 2 - Состав 1-го уровня ИК
| № ИК | Наименование объекта | Измерительные компоненты | Вид электроэнергии |
| ТТ | ТН | Счетчик |
| 1 | ПС 35/6 кВ "Кушва", РУ 6 кВ, яч. 1, ф. ВЛЦ-1 | ТПОЛ-10 Г осреестр № 1261-02 Кл т.0,5 1000/5 Зав. № 43226 - Зав. № 47827 | НТМИ-6-66 Г осреестр № 2611-70 Кл т.0,5 6000/100 Зав.№ 6309 | СЭТ-4ТМ.02.2 Г осреестр № 20175-01 Кл t.0,5S/0,5 Зав.№ 02057379 | активная, реактивная |
| 2 | ПС 35/6 кВ "Кушва", РУ 6 кВ, яч. 14, ф. ВЛЦ-2 | ТПОЛ-10 Г осреестр № 1261-02 Кл т.0,5 1000/5 Зав. № 43228 - Зав. № 43240 | НТМИ-6-66 Г осреестр № 2611-70 Кл т.0,5 6000/100 Зав.№ 5388 | СЭТ-4ТМ.02.2 Г осреестр № 20175-01 Кл t.0,5S/0,5 Зав.№ 12043054 | активная, реактивная |
| 3 | ПС 35/6 кВ "Кушва", РУ 6 кВ, яч. 7, ф. КМЗ-1 | ТПФМ-10 Г осреестр № 814-53 Кл т.0,5 300/5 Зав. № 37449 - Зав. № 37447 | НТМИ-6-66 Г осреестр № 2611-70 Кл т.0,5 6000/100 Зав.№ 6309 | СЭТ-4ТМ.02.2 Г осреестр № 20175-01 Кл t.0,5S/0,5 Зав.№ 12041159 | активная, реактивная |
| № ИК | Наименование объекта | Измерительные компоненты | Вид электроэнергии |
| ТТ | ТН | Счетчик |
| 4 | ПС 35/6 кВ "Кушва", РУ 6 кВ, яч. 5, ф. КМЗ-6 | ТПФМ-10 Г осреестр № 814-53 Кл т.0,5 300/5 Зав. № 24955 - Зав. № 47451 | НТМИ-6-66 Г осреестр № 2611-70 Кл т.0,5 6000/100 Зав.№ 5388 | СЭТ-4ТМ.02.2 Г осреестр № 20175-01 Кл t.0,5S/0,5 Зав.№ 12043073 | активная, реактивная |
| 5 | ПС 35/6 кВ "Кушва", РУ 6 кВ, яч. 6, ф. КМЗ-7 | ТПОЛ-10 Г осреестр № 1261-02 Кл т.0,5 300/5 Зав. № 8978 - Зав. № 8976 | НТМИ-6-66 Г осреестр № 2611-70 Кл т.0,5 6000/100 Зав.№ 6309 | СЭТ-4ТМ.02.2 Г осреестр № 20175-01 Кл t.0,5S/0,5 Зав.№ 12043066 | активная, реактивная |
| 6 | ПС 35/6 кВ "Кушва", РУ 6 кВ, яч. 10, ф. КМЗ-5 | ТОЛ-10 Г осреестр № 7069-02 Кл т.0,5 600/5 Зав. № 4767 - Зав. № 1425 | НТМИ-6-66 Г осреестр № 2611-70 Кл т.0,5 6000/100 Зав.№ 6309 | СЭТ-4ТМ.02.2 Г осреестр № 20175-01 Кл t.0,5S/0,5 Зав.№ 12043045 | активная, реактивная |
| 7 | ПС 35/6 кВ "Кушва", РУ 6 кВ, яч. 16, ф. КМЗ-4 | ТВК-10 Г осреестр № 8913-82 Кл т.0,5 600/5 Зав. № 01410 - Зав. № 01063 | НТМИ-6-66 Г осреестр № 2611-70 Кл т.0,5 6000/100 Зав.№ 5388 | СЭТ-4ТМ.02.2 Г осреестр № 20175-01 Кл t.0,5S/0,5 Зав.№ 12043016 | активная, реактивная |
| 8 | ПС 35/6 кВ "Кушва", РУ 6 кВ, яч. 12, ф. КМЗ-8 | ТПОЛ-10 Г осреестр № 1261-08 Кл т.0,5 300/5 Зав. № 1555 - Зав. № 1558 | НТМИ-6-66 Г осреестр № 2611-70 Кл т.0,5 6000/100 Зав.№ 5388 | СЭТ-4ТМ.02.2 Г осреестр № 20175-01 Кл t.0,5S/0,5 Зав.№ 12043053 | активная, реактивная |
| 10 | ПС-1 6/0,4 кВ "КЗПВ", РУ 6 кВ, яч. 17, ф. Трансформатор №2 ПС Котельной | ТПЛ-10 Г осреестр № 1276-59 Кл т.0,5 300/5 Зав. № 5255 - Зав. № 7496 | НТМИ-6 Г осреестр № 830-49 Кл т.0,5 6000/100 Зав.№ 544 | СЭТ-4ТМ.02.2 Г осреестр № 20175-01 Кл t.0,5S/0,5 Зав.№ 01061229 | активная, реактивная |
| № ИК | Наименование объекта | Измерительные компоненты | Вид электроэнергии |
| ТТ | ТН | Счетчик |
| 11 | ПС-1 6/0,4 кВ "КЗПВ", РУ 6 кВ, яч. 15, ф. Сетевой насос №3 ПС Котельной | ТПЛ-10 Г осреестр № 1276-59 Кл т.0,5 150/5 Зав. № 2849 - Зав. № 9349 | НТМИ-6 Г осреестр № 830-49 Кл т.0,5 6000/100 Зав.№ 544 | СЭТ-4ТМ.02.2 Г осреестр № 20175-01 Кл t.0,5S/0,5 Зав.№ 02061417 | активная, реактивная |
| 12 | ПС-1 6/0,4 кВ "КЗПВ", РУ 6 кВ, яч. 18, ф. Трансформатор №1 ПС Котельной | ТПЛ-10 Г осреестр № 1276-59 Кл т.0,5 300/5 Зав. № 5377 - Зав. № 2667 | НТМИ-6 Г осреестр № 830-49 Кл т.0,5 6000/100 Зав.№ 603 | СЭТ-4ТМ.02.2 Г осреестр № 20175-01 Кл t.0,5S/0,5 Зав.№ 12043071 | активная, реактивная |
| 13 | ПС-1 6/0,4 кВ "КЗПВ", РУ 6 кВ, яч. 19, ф. Трансформатор №3 ПС Котельной | ТПЛ-10 Г осреестр № 1276-59 Кл т.0,5 300/5 Зав. № 2643 - Зав. № 5208 | НТМИ-6 Г осреестр № 830-49 Кл т.0,5 6000/100 Зав.№ 603 | СЭТ-4ТМ.02.2 Г осреестр № 20175-01 Кл t.0,5S/0,5 Зав.№ 01060695 | активная, реактивная |
| 14 | ПС-1 6/0,4 кВ "КЗПВ", РУ 6 кВ, яч. 20, ф. Сетевой насос №1 ПС Котельной | ТПЛ-10 Г осреестр № 1276-59 Кл т.0,5 150/5 Зав. № 3806 - Зав. № 3640 | НТМИ-6 Г осреестр № 830-49 Кл т.0,5 6000/100 Зав.№ 603 | СЭТ-4ТМ.02.2 Г осреестр № 20175-01 Кл t.0,5S/0,5 Зав.№ 02061332 | активная, реактивная |
| 15 | ПС-1 6/0,4 кВ "КЗПВ", РУ 6 кВ, яч. 21, ф. Сетевой насос №2 ПС Котельной | ТПЛ-10 Г осреестр № 1276-59 Кл т.0,5 150/5 Зав. № 3809 - Зав. № 3620 | НТМИ-6 Г осреестр № 830-49 Кл т.0,5 6000/100 Зав.№ 603 | СЭТ-4ТМ.02.2 Г осреестр № 20175-01 Кл t.0,5S/0,5 Зав.№ 02061408 | активная, реактивная |
| 16 | ПС-5 6/0,4 кВ "Компрессорная", РУ 6 кВ, яч. 13, ф. Ввод 1 насосная ст. №2 | ТПЛ-10 Г осреестр № 1276-59 Кл т.0,5 150/5 Зав. № 35265 - Зав. № 34683 | НТМИ-6 Г осреестр № 830-49 Кл т.0,5 6000/100 Зав.№ 1307 | СЭТ-4ТМ.02.2 Г осреестр № 20175-01 Кл t.0,5S/0,5 Зав.№ 02061425 | активная, реактивная |
| № ИК | Наименование объекта | Измерительные компоненты | Вид электроэнергии |
| ТТ | ТН | Счетчик |
| 17 | ПС-5 6/0,4 кВ "Компрессорная", РУ 6 кВ, яч. 7, ф. Скрапобаза | ТПЛ-10 Г осреестр № 1276-59 Кл т.0,5 50/5 Зав. № 62377 - Зав. № 10655 | НТМИ-6 Г осреестр № 830-49 Кл т.0,5 6000/100 Зав.№ 1109 | СЭТ-4ТМ.02.2 Г осреестр № 20175-01 Кл т.0,58/0,5 Зав.№ 12043007 | активная, реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная энергия)
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Пределы относительной погрешности ИК |
| Основная относительная погрешность ИК, (± 8), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (± 8), % |
| cos ф = 1,0 | cos ф = 0,87 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,87 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
| 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17 | 0,05Ihi < I1 < 0,2Ihi | 1,8 | 2,5 | 2,9 | 5,5 | 2,2 | 2,8 | 3,2 | 5,6 |
| 0,2IH1 < I1 < IH1 | 1,2 | 1,5 | 1,7 | 3,0 | 1,6 | 1,9 | 2,1 | 3,2 |
| IH1 < I1 < 1,2IH1 | 1,0 | 1,2 | 1,3 | 2,3 | 1,5 | 1,7 | 1,8 | 2,6 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная энергия)
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Пределы относительной погрешности ИК |
| Основная относительная погрешность ИК, (± 8), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (± 8), % |
| cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5) | cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) | cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5) | cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) |
| 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, | 0,05Ihi < I1 < 0,2Ihi | 5,6 | 4,4 | 2,6 | 5,6 | 4,4 | 2,6 |
| 8, 10, 11, 12, 13, | 0,2Ihi < Ii < IH1 | 3,0 | 2,4 | 1,5 | 3,1 | 2,5 | 1,6 |
| 14, 15, 16, 17 | IH1 < I1 < 1,21н1 | 2,3 | 1,8 | 1,2 | 2,3 | 1,9 | 1,3 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Нормальные условия:
- параметры сети: диапазон напряжения (0,98 - 1,02) Uhom; диапазон силы тока
(1 - 1,2) Ihom, коэффициент мощности cos9 (миф) = 0,87 (0,5) инд.; ); частота (50 ± 0,15) Гц;
- температура окружающей среды (20 ± 5) °С.
4. Рабочие условия:
для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1) Uhom; диапазон силы первичного тока (0,05 - 1,2) 1ном1; коэффициент мощности cos9 (миф) - 0,5 - 1,0 (0,5 -0,87); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 °С до 50 °С.
Для электросчетчиков:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1)Uh2; диапазон силы вторичного тока - (0,02 - 1,2)1н2; коэффициент мощности cos9 (sm9) - 0,5 + 1,0(0,5 - 0,87); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от 15 °С до 30 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение - (220 ± 10) В; частота - (50 ± 0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха - от 5 °С до 30 °С.
- относительная влажность воздуха - (70 ± 5) %;
- атмосферное давление - (100 ± 4) кПа.
5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206-94 в режиме измерения активной электроэнергии, ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии;
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 5 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ЗАО «КЗПВ» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:
КГ_АИИС = 0,99 - коэффициент готовности;
ТО_ИК (АИИС) = 8136 ч - среднее время наработки на отказ.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
- электросчетчик СЭТ-4ТМ.02.2 - среднее время наработки на отказ не менее Т0= 90000 ч., время восстановления работоспособности Тв=2 ч.;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 95200 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметриро-вании:
- электросчетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- Сервер АИИС КУЭ - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «КЗПВ» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5. Таблица 5 Комплектность АИИС КУЭ ЗАО «КЗПВ»
| Наименование | Количество |
| Измерительные трансформаторы тока ТПОЛ-10, ТПФМ-10, ТВК-10, ТПЛ-10 | 32 шт. |
| Измерительные трансформаторы напряжения НТМИ-6-66, НТМИ-6 | 6 шт. |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.02.2 | 16 шт. |
| GPS - приемник | 1 шт. |
| Аппаратный сервер | 1 шт. |
| ПК «Энергосфера» | 1 шт. |
| Автоматизированные рабочие места персонала (АРМы) | 3 шт. |
| Методика поверки | 1 шт. |
| Руководство по эксплуатации | 1 шт. |
| Паспорт-формуляр | 1 шт. |
Поверка
Осуществляется по документу «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «КЗПВ». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в апреле 2012 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- ТН - по МИ 2845-2003 «ГСИ Измерительные трансформаторы напряжения 6^3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации» и/или по ГОСТ 8.21688 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- Счетчики типа СЭТ-4ТМ.02 - в соответствии с документом «Счетчики активной
и реактивной электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации.
ИЛГШ.411152.087РЭ1» раздел «Методика поверки». Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ Нижегородского ЦСМ;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS)), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со
счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
Сведения о методах измерений
Методы измерений изложены в документе «Руководство по эксплуатации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «КЗПВ».
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
Руководство по эксплуатации на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «КЗПВ».
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
